В ведении цеха находятся следующие здания сооружения и территория: глав -ный корпус турбинного цеха; здание береговой насосной с гидротехническими сооружениями; здание маслохозяйства; градирня; здание (колодец) переклю -чательного пункта циркуляционных водопроводов; здание хлораторной; сети технологического водоснабжения; здание аккумуляторной насосной подпитки теплосети; аккумуляторные баки № 1,2; строительные конструкции эстакады трубопроводов от здания главного корпуса турбинного цеха до дороги между зданием кислородных баллонов и зданием ХВО; строительные конструкции эстакад трубопроводов выводов А, В, С теплосети и паропровода на ХБК до помещений узлов учета; сети отопления производственных зданий цеха; пьезо -метрические скважины №№ 8, 9, 10, 15, 18, 22, 24, 27, 28; территория, автодороги и тротуары на промплощадке, согласно утверждённой схемы закрепления; колодцы пожарных гидрантов, находящиеся на территории цеха.

В ведении цеха находится следующее оборудование, механизмы и сети.

В машинном зале:

Главные паропроводы высокого давления;

Турбины №№ 1,2,4 мощностью 25 МВт, турбина № 3 мощностью 46 МВт;

Турбина № 5 мощностью 60 МВт;

Бойлерная установка с основными бойлерами №№ 1а, 2а, 2б, 3а, 3б, 4а, 4б, 5а, 5б и пиковыми бойлерами 1п, 2п, 3п, 4п, 5п;

Растопочная РОУ 90/1,2-2,5 ата;

Редукционно-охладительные установки: РОУ 90/1,2-2,5 ата № 1 и БРОУ 90/8- - 13 ата №№ 2, 3, РОУ 8-13 /1,2-2,5 ата № 3, 4;

Деаэраторы 1, 2 ата №№ 1, 2, 3, 4 подпитки т/сети;

Деаэраторы 1, 2 ата №№ 1, 2 подпитки котлов;

Деаэраторы 6 ата №№ 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7;

Трубопроводы низкого давления;

Трубопроводы питательной воды до стены котельного цеха;

Питательные электронасосы №№ 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8;

Насосы сырой воды подпитки котлов №№ 1, 2;

Насосы сырой воды подпитки т. сети на ХОВ №№ 1, 2, 3, 4, 5;

Насосы технической воды №№ 1, 2 на охлаждение подшипников;

Пожарный насос установки автоматического пожаротушения кабельных каналов;

Насосы п/тс №№ 1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10; ЦЭН №№ 7, 8 турбины № 5;

Конденсатные насосы бойлеров №№ 1-10;

Сетевые насосы №№1-8;

Сливные насосы систем регенерации турбин № № 1, 2, 3а, 3б, 4, 5а, 5б;

Насосы перекачки деаэрированной воды №№ 1, 2, 4 из деаэраторов п/к №№ 1, 2 в деаэраторы 6 ата;

Конденсатные насосы турбин №№ 1а, 1б, 2а, 2б, 4а, 4б, 5а, 5б;

Пусковые масляные насосы ТГ 1, 2, 3, 4, 5;

Масляные электронасосы системы смазки турбин 1-5;

Масляные насосы уплотнений генераторов №№ 1-5;

Подогреватели типа БО-200: ХОВп/тс №№ 1, 3, 4, 6, сырой воды БСВ №№ 1, 2;

Противопожарный водопровод;

Трубопровод питьевой воды с отключающей арматурой;

Трубопроводы водяного отопления с отключающей арматурой;

Установка для амминирования питательной воды;

На территории станции:

Градирня;

Напорные: левый, правый и № 3 цирк. водоводы;

Сливные левый, правый цирк. водоводы;

Сифонные колодцы № 1, 2, 3;

Переключательный колодец с задвижками;

Колодец опорожнения;

Шандорные колодцы;

На береговой насосной и хлораторной:

Циркуляционные насосы №№ 1, 2, 3, 4;

Дренажные насосы для опорожнения чистого и грязного отсеков;

Вакуумные насосы №№ 1, 2;

Вращающие сетки №№ 1-4;

Приемные устройства береговой насосной №№ 1, 2;

Переключательный колодец;

Оборудование хлораторной установки;

Трубопровод водяного отопления;

Трубопроводы питьевой воды.

2.1 Показатели турбинного цеха

Для конденсационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж

Q э =Q хх *n+q эк *Э эк +q неэк *Э неэк,

где Q хх =88 – расход тепла на холостой ход, ГДж/ч,

q – частичный удельный расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж/МВтч,

Э – годовая выработка электроэнергии, МВтч;

турбина №4: Q э =88*7320+8,05*549000+8,67*183000=6650220,

Для теплофикационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж

Q э =Q хх *n+q т *Э т +q к *Э к,

где Q хх =25,1 – расход тепла на холостой ход, ГДж/ч,

n=(8760-n рем) – число часов работы турбоагрегата в течение года, ч,

q т =3,69, q к =9,09 – частичные удельные расходы тепла на выработку электроэнергии соответственно: по теплофикационному и по конденсационному циклам, ГДж/МВтч,

Э т, Э к – годовая выработка электроэнергии соответственно по: теплофикационному и конденсационному циклам, МВтч;

турбина №1: Q э =25,1*7872+3,69*228218+9,09*130730=2228047,

турбина №2: Q э =25,1*7872+3,69*228218+9,09*130730=2228047,

турбина №3: Q э =25,1*8328+3,69*243066+9,09*138665=2366411.

Общая выработка электроэнергии по электростанции за год, МВтч

Э=549000+183000+2*(228218+130730)+ 243066+138665=1831627.

Суммарный расход тепла на выработку электроэнергии по цеху (без учёта расхода тепла на собственные нужды, ГДж

Q э =6650220+2*2228047+2366411=13472725.

КПД турбинного цеха брутто, %

Расход электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха:

а) на циркуляционные насосы, МВтч

где - количество воды, расходуемой на охлаждение в конденсаторах турбин, т,

где - количество тепла в паре, проходящем в конденсатор, ГДж,

где h ЭМ =0,97 – электромеханический КПД турбогенератора;

m=60 – кратность охлаждения,

k=1,05 – коэффициент, учитывающий расход охлаждающей воды на охладители,

Di=2,2 – разность удельного количества теплоты входящего в конденсатор отработавшего пара и выходящего из него конденсата, ГДж/т,

Н=6 – напор, развиваемый циркуляционными насосами(система водоснабжения – прямоточная; насосы установлены в машинном зале), м.вод.ст.,

h Н, h ЭД – КПД насоса и электродвигателя,

h Н *h ЭД =0,6;

б) на конденсатные насосы, кВтч

Э кн =(а*n+b*Э к)*10 -3 ,

где а – расход электроэнергии на час работы турбоагрегата, кВтч,

b – удельный расход на единицу энергии, вырабатываемой турбоагрегатом, кВтч/МВтч;

для турбины №1: Э кн1 =(30*7872+1*130730)*10 -3 =366,89,

для турбины №2: Э кн2 =(30*7872+1*130730)*10 -3 =366,89,

для турбины №3: Э кн3 =(30*8328+1*138665)*10 -3 =388,505,

для турбины №4: Э кн4 =(70*7320+0,5*732000)*10 -3 =878,4,

Э кн =S Э кн i =2000,685;

Расход электроэнергии на прочие собственные нужды турбинного цеха по укрупнённой среднемесячной норме, МВтч/мес

Э пр =25*12=300 МВтч.

Потери в трансформаторах собственных нужд, МВтч

где h сн тр =0,96 – КПД трансформаторов собственных нужд;

КПД нетто турбинного цеха, %

где Q сн т =0,005*Q э – расход тепла на собственные нужды турбинного цеха, ГДж

Q сн т =0,005*13472725=67364;

2.2 Баланс тепла

Баланс тепла составляется для определения его выработки котельным цехом. Он должен суммировать все расходы и потери тепла на электростанции.

Потери и расход тепла на собственные нужды определяются на основании плановых норм.

Потери при отпуске тепла со станции внешним потребителям, ГДж/ч

Q пот =0,05*Q т,

Q пот =0,05*12039,37*10 3 =601969.

Норматив потерь тепла при распределении, характеризующих совершенство тепловой схемы

q распр =1.

Потери при распределении, ГДж/ч

Q распр =Q н к -(Q э +Q т +Q сн т +Q пот),

Q распр =26445887-(13472725+12039370+67364+601969)=

Расход тепла на собственные нужды котельного цеха включает в себя: расход тепла на обдувку и расшлаковку, на нефтехозяйство, на отопление топливоподачи и служебных помещений котельного цеха и т.п.

Норматив расхода тепла на собственные нужды котельного цеха

Расход тепла на собственные нужды котельного цеха, ГДж/ч

Q сн к =Q бр к -Q н к,

Q сн к =27263801-26775887=487914.

Баланс тепла представлен в таблице 10.

Таблица 10

Статьи баланса	Условное обозначение	Расход, ГДж	Приход, ГДж
Расход тепла на выработку электроэнергии		13472725
Отпуск тепла со станции на нужды отопления и горячего водоснабжения
Расход тепла на собственные нужды турбинного цеха		67364
Потери при отпуске тепла		601969
Потери тепла при Распределении		264459
Итого отпуск тепла котельной		26445887
Расход тепла на собственные нужды котельной		487914
Всего выработка тепла котельной			27263801

Тариф на электроэнергию на шинах ТЭЦ принят в размере 20 коп/кВтч, тариф на теплоэнергию принят в размере 100 руб/Гкал.5.8.4. План производства Установленная мощность ТЭЦ – 180 МВт. Срок строительства в соответствии со строительными нормами равен пяти годам. Пуск первого энергоблока планируется на двадцать пятом месяце с начала строительства. Шаг ввода последующих блоков - двенадцать...

И их результаты рассматриваются в этом разделе. Также в нём приведены расчёт и описание установки на которой производились исследования по повышению температуры сетевой воды в пиковых бойлерах до температуры 140 - 145С, путём изменения водно-химического режима, проведены испытания по нахождению оптимального соотношения между комплексонами ИОМС и СК - 110; результаты расчетного эксперимента, на...

Опасных веществ; - количество потенциально опасного вещества, обращающегося на объекте – 3 т. - близкое расположение жилых кварталов возле объекта. Наибольшую опасность в аммиачно-компрессорном цеху ОАО «Спартак» (приложение 1), с точки зрения возникновения серьезной аварии с тяжелыми последствиями, представляют: · Разгерметизация компрессоров в машинном зале. · ...

Трудовые измерители. Примером их могут служить нормо-часы, т. е. затраты нормированного рабочего вре-. мени на изготовление продукции. Эти показатели применяются при составлении производственной программы цехов и участков с большой номенклатурой изготовляемых полуфабрикатов и дета­лей. Трудовые измерители не могут быть использованы в качестве основных для характеристики объема производства...

1.1Общая информация НИ ТЭЦ

Ново-Иркутская ТЭЦ является основным источником тепла системы централизованного теплоснабжения Иркутска и участвует в покрытии электрических нагрузок энергосистемы Сибири. Теплоэлектроцентраль запроектирована для сжигания бурых углей Восточной Сибири.

В период строительства и расширения на станции было установлено несколько головных образцов энергетического оборудования:

Котёл БКЗ-500-140-1 ст.№5, является головным из серии барабанных котлов, на котором отрабатывались технические решения по созданию котлов мощных электростанций Сибири для сжигания бурых углей, введён в эксплуатацию в 1985 году;

Котёл БКЗ-820-140-1 ст.№8, самый крупный и единственный в России барабанный котёл с кольцевой топкой для сжигания бурых углей, введён в промышленную эксплуатацию в 2003 году;

Паровая турбина Т-175/210-130 ст.№3, первая из серии мощных теплофикационных агрегатов разработанных энергомашиностроителями страны, введена в эксплуатацию в 1979 году.

В настоящее время на электростанции установлено 8 энергетических котлоагрегатов, суммарной производительностью 4000 т/ч и 5 теплофикационных турбоагрегатов.

Установленная электрическая мощность - 655 МВт.

Установленная тепловая мощность - 1850,4 Гкал/ч.

Станция имеет перспективы расширения и увеличения электрической и тепловой мощности.

На электростанции работает (среднесписочная численность на 01.06.2008) – 509 человек

1.2 История Ново-Иркутская ТЭЦ

Ново-Иркутская ТЭЦ

История Ново-Иркутской ТЭЦ начинается с утверждения советом Министров СССР 25 июня 1968 года проектного задания на строительство Ново-Иркутской ТЭЦ мощностью 520 МВт. Строительство Ново - Иркутской ТЭЦ началось в 1969 году по проекту Сибирского отделения ВНИПИЭнергопрома.

Биография строительства:

1975 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №1 типа БКЗ-420-140-3 и турбоагрегат ст. №1 типа ПТ-60-130/13;

1976 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №2 типа БКЗ-420-140-3 и турбоагрегат ст. №2 типа ПТ-60-130/13;

1979 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №3 типа БКЗ-420-140-6 и турбоагрегат ст. №3 типа Т-175/210-130;

1980 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №4 типа БКЗ-420-140-6;

1985 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №5 типа БКЗ-500-140-1 и турбоагрегат ст. №4 типа Т-175/210-130;

1986 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №6 типа БКЗ-500-140-1;

1987 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №7 типа БКЗ-500-140-1 и турбоагрегат ст. №5 типа Т-185/220-130;

2003 год – введён в промышленную эксплуатацию котлоагрегат ст. №8 с кольцевой топкой БКЗ-820-140-1.

С 20 апреля 2005 года в соответствии с решением Совета директоров ОАО «Иркутскэнерго» и на основании приказа Генерального директора ОАО «Иркутскэнерго» изменена структура Ново-Иркутской ТЭЦ путём укрупнения её за счёт объединения с филиалами Иркутские тепловые сети и ТЭЦ-5.

1.3 Структура предприятия НИ ТЭЦ

Работу Ново-Иркутской контролируют шесть цехов, а именно:

· Цех топливоподачи

· Котельный цех

· Турбинный цех

· Цех химической водоподготовки

· Цех автоматики

· Электроцех

Цех топливоподачи

Цех топливоподачи - это комплекс технологически связанных устройств, механизмов, сооружений, служащих для подготовки и подачи топлива в котельную.

Процесс начинается с пребывания вагонов с топливом, которые подаются в разгрузочное устройство, оборудованное вагоноопрокидывателями(ВРС-125).

Вагоноопрокидыватель – специальное сооружение для механизированной разгрузки вагонов с насыпными и навалочными грузами. На НИ ТЭЦ используется стационарный роторный вагоноопрокидыватель. В нем разгрузка осуществляется при повороте вагона вокруг его продольной оси на 180 .Время, за которое осуществляется разгрузка одного вагона, составляет 5 минут.

Вагоноопрокидывателями топливо выгружается в приемные подземные бункера.

Из разгрузочного устройства уголь поступает в узел пересыпки (сооружение, предназначенное для пересыпки топлива с одного конвейера на другой), откуда его можно направить или на склад, или в дробильный корпус. В дробильном корпусе устанавливаются молотковые дробилки, измельчающие уголь до кусков размеров 15–25 мм.

Молотковая дробилка состоит из одного ротора, который представляет собой вал с насаженными на него дисками. На некотором расстоянии от центра дисков равномерно по окружности пропущено несколько осей и на них между дисками свободно подвешены молотки – основные рабочие элементы дробилки. В корпусе находятся отбойная плита, отбойный брус и две колосниковые решетки. Топливо подается в дробилку сверху через загрузочную горловину.

Перед дробилками устанавливаются грохоты, с помощью которых уголь, не требующий измельчения, пропускается мимо дробилок.

При движении по конвейеру к дробильному корпусу топливо освобождается от случайных металлических предметов. Металл улавливается с помощью подвесных и шкивных электромагнитов (сепараторов-металлоуловителей).

Из дробильного корпуса уголь подается конвейером в главное здание на горизонтальный конвейер и с него ссыпается в бункера паровых котлов.

Бункера – это ёмкости для кратковременного хранения топлива, сглаживающие неравномерность его поступления и расходования. По производственному назначению бункера подразделяются на следующие типы: приемные бункера разгрузочных устройств и склада, бункера котельной. Запас топлива в бункерах котельной позволяет периодически устанавливать механизмы топливоподачи для ревизии, очистки и ремонта.

Склады топлива служат для создания запаса топлива на случай прекращения его доставки. Склад выполняет также роль буферной емкости, позволяющей сглаживать неравномерность доставки топлива. Склад, организуемый для планового и долговременного хранения топлива в целях обеспечения электростанции топливом при длительных задержках в его доставке, называется резервным складом. Склад, организуемый для систематического выравнивания расхождения в количество прибывающего на электростанцию топлива и подаваемого в данный момент в бункера котельной, называется расходным.

Котельный цех

Котельный цехсостоит из котла и вспомогательного оборудования. Устройства, предназначенные для получения пара или горячей воды повышенного давления за счет теплоты, выделяемой при сжигании топлива, или теплоты, проводимой от посторонних источников, называются котельными агрегатами.

В состав котла входят: топка, пароперегреватель, экономайзер, воздухоподогреватель, каркас, обмуровка, тепловая изоляция, обшивка.

К вспомогательному оборудованию относят: тягодутьевые машины, устройства очистки поверхностей нагрева, устройства топливоприготовления и топливоподачи, оборудование шлако- и золоудаления, трубопроводы воды, пара и топлива, дымовая труба.

Комплекс устройств, включающих в себя котельный агрегат и вспомогательное оборудование, называют котельной установкой.

На Ново-Иркутской ТЭЦ установлено 8 однобарабанных котлов с естественной циркуляцией. Котлы БКЗ-420-140 (№№1–4) и котлы БКЗ-500-140 (№№5–7) имеют П-образную компоновку, котел БКЗ-820-140 (№ 8) – Т-образную. Также его особенность состоит в том, что он имеет кольцевую топку. Этот котел меньше котлов БКЗ-420 и БКЗ-500, но пара производит за час больше. Требует меньше затрат при строительстве, более экологичен, температура горения топлива в нем на 100–200 градусов ниже, чем в обычных. На данный момент котел БКЗ-820, изготовленный АО СибЭнергоМаш, не только самый крупный, но и пока единственный в России барабанный котел с кольцевой топкой для сжигания бурых углей.

Для приготовления угольной пыли №№ 1–7 оборудованы четырьмя системами пылеприготовления с прямым вдуванием в топку. Система пылеприготовления включает в себя бункер сырого угля, питатель сырого угля, молотковую мельницу – для котлов №№ 1–4; мельницу вентилятор – для котлов №№ 5–8, кроме этого на котельных агрегатах №№ 1, 2 установлен вентилятор горячего дутья.

Барабанный котельный агрегат состоит из топочной камеры газоходов, барабана, поверхностей нагрева, находящихся под давлением рабочей среды (воды, пароводяной смеси, пара), воздухоподогревателя, соединительных трубопроводов и воздуховодов. Поверхности нагрева, находящиеся под давлением, включают в себя: водяной экономайзер, испарительные элементы, оборудованные в основном экранами топки и фестоном, и пароперегреватель. Испарительный поверхности подключены к барабану и вместе с опускными трубами, соединяющими барабан с нижними коллекторами экранов, образуют циркуляционный контур. В барабане происходит разделение воды и пара, кроме того, большой запас воды в нем повышает надежность работы котла.

Нижнюю трапециевидную часть топки котельного агрегата называют холодной воронкой – в ней охлаждается выпадающий из факела частично спекшийся зольный остаток, который в виде шлака проваливается в специальное приемной устройство. Газоход, в котором расположены водяной экономайзер и воздухоподогреватель, называют конвективным, в нем теплота передается по воде и воздуху в основном конвекцией. Поверхности нагрева, встроенный в этот газоход и называемые хвостовыми, позволяют снизить температуру продуктов сгорания от 500 – 700 0 С после пароперегревателя почти до 100 0 С, т.е. полнее использовать теплоту сжигаемого топлива.

Топка и газоходы защищены от наружных теплопотерь обмуровкой – слоем огнеупорных и изоляционных материалов. С наружной стороны обмуровки стенки котла имеют газоплотную обшивку стальным листом в целях предотвращения присосов в топку избыточного воздуха и выбивания наружу запыленных горячих продуктов сгорания, содержащих токсичные компоненты.

В котельных агрегатах есть система золоулавливающих установок, электрофильтров для очищения дымовых газов.

На Ново-Иркутской ТЭЦ очистка дымовых газов осуществляется:

– на котлах №№ 1, 2 – шестью золоулавливающими установками МВ УО ОРГРЭС с трубами Вентури;

– на котлах №№ 3–6 – электрофильтрами по два на каждых котел;

– на котлах №№ 7, 8 – электрофильтрами, состоящими из 2-х корпусов.

Котельные агрегаты БКЗ-420 оборудованы мокрыми золоулавливающими установками (МЗУ). МЗУ состоит из мокрых золоуловителей с трубами Вентури.

Золоулавливающие установки предназначены для санитарной очистки дымовых газов пылеугольных котлов от золы с эффективностью 96–97,5 %. Золоулавливающие установки котла скомплектованы из шести ЗУ типа МВ, включенными параллельно по ходу дымовых газов и объединенных общей системой орошения, строительными конструкциями и контрольно-измерительными приборами.

Золоулавливающая установка представляет собой сочетание основных элементов трубы Вентури и центробежных скрубберов, последовательно соединенных по ходу очищаемых дымовых газов.

Газы с котлов №№ 1–4 подаются на дымовую трубу высотой 180 м и внутренним диаметром на выходе газа 6 м.

Также немаловажной остается система золошлакоудаления. Шлаки из-под котлов и зола из-под золоуловителей поступают в систему золошлакоудаления, состоящую из внутристанционного (до насосных станций) и внешнего (после насосных станций) золошлакоудаления.

Применяют гидравлический способ. Смесь золошлаковых материалов с водой называют золошлаковой пульпой, насосы для подачи золовой пульпы – шламовыми, а для подачи шлаковой (шлакозоловой) пульпы – багерными. Помещение для этих насосов называют багерной насосной.

Основные операции в системах гидрозолошлакоудаления: удаление шлака из-под котлов и его дробление; удаление золы из-под золоуловителей; перемещение золошлакового материала в пределах котельного отделения по каналам до багерной насосной с помощью струй воды, подаваемой на установленных в каналах побудительных сопл; перекачка золошлаковой пульпы багерными насосами по напорным пульпопроводам до золоотвала; намыв золошлакового материала в золоотвал; осветление воды в отстойном пруду; перекачка осветленной воды на ТЭЦ для повторного использования.

Описание основных составляющих котла:

Топка – элемент котельной установки, в котором происходит сгорание топлива; образование дымовых газов, передающих свое тепло воде, находящейся в подъемных трубах. При этом возникает процесс кипения с образованием пароводяной смеси. Котлы БКЗ-420, БКЗ-500 и БКЗ-800 имеют камерные топки: бурый уголь доводят до угольной пыли и при помощи воздуха вдувают в большую топочную камеру, где он горит налету в виде факела.

Пароперегреватель – предназначен для повышения температуры пара, поступающего из испарительной системы котла. Радиационно-конвективный, пароперегреватель состоит из радиационного и конвективного пароперегревателей. Радиационные пароперегреватели при высоких параметрах пара размещают в топочной камере. Конвективные пароперегреватели располагаются в начале конвективной шахты.

Пароохладители – регулирующие устройства, поддерживающие температуру пара на постоянном уровне.

Водяные экономайзеры – предназначены для подогрева питательной воды перед её поступлением в испарительную часть котлоагрегата за счет использования теплоты уходящих газов.

Тягодутьевые устройства. Для удаления из топки газообразных продуктов сгорания и обеспечения их прохождения через всю систему поверхностей нагрева котельного агрегата должна быть создана тяга. На НИ ТЭЦ используют схему с искусственной тягой, создаваемой дымососом, и принудительной подачи воздуха в топку дутьевым вентилятором. Дымовая труба ставится для вывода дымовых газов в более высокие слои атмосферы.

Дымосос – предназначен для создания разряжения в топке, организации движения дымовых газов по газоходам котла.

Дутьевой насос – подача воздуха в воздухоперегреватель.

Высота дымовых труб: 180м и 250м.

Турбинный цех

Назначение цеха – выработка электроэнергии, получаемой при расширении пара высокого давления в проточной части паровой турбины, а также отпуск тепла для теплоснабжения промышленных и коммунально-бытовых потребителей. На НИ ТЭЦ электроэнергия вырабатывается электрогенераторами, приводимыми во вращение паровыми турбинами типа Т и ПТ. Всего на НИ ТЭЦ 5 паровых турбин.

Турбины типа Т являются теплофикационными с отопительным отбором пара. Турбины типа ПТ являются теплофикационными с производственным и отопительным отборами пара.

Первое числовое обозначение в виде дроби определяет мощности: над чертой – номинальная мощность, МВт, под чертой – максимальная мощность, МВт. Если первое числовое обозначение состоит из одного числа, то оно определяет номинальную мощность.

Второе числовое обозначение для турбины Т означает давление свежего пара, . Для турбин ПТ оно состоит из 2-х чисел: над чертой – давление свежего пара, под чертой – давление производственного отбора. Пример, ПТ-60-130/13 – теплофикационная турбина с производственным отбором пара номинальной мощностью 60 МВт, начальное давление пара 130 , давление отбираемого пара 13 .

Номинальная мощность турбин типов Т и ПТ – наибольшая мощность на зажимах генератора, которую турбина должна длительно развивать при номинальных значения основных параметров.

Максимальная мощность теплофикационных турбин – наибольшая мощность на зажимах генератора, которую турбина должна длительно развивать при определенных соотношениях расходов отбираемого пара и давлений в отборах и противодавлений при номинальных значениях других основных параметров.

Химический цех

В качестве исходной воды для электростанций используется вода из водозабора иркутской ГЭС.

Добавочная вода, подаваемая в пароводяной цикл электростанций, должна быть освобождена от указанных примесей, оказывающих вредное влияние на внутрикотловые физико-химические процессы, качество вырабатываемого парогенераторами пара, состояние проточных частей паровых турбин и теплообменников.

Химический цех занимается очисткой исходной воды, для снижения износа оборудования.

В ведении цеха находятся:

· Оборудование химводоочистки

· Хозяйство химических реагентов

· Баковое хозяйство

· Блочная обессоливающая установка

· Оборудование и приборы химической Лаборатории и экспресс-лаборатории

· Оборудование по очистке и нейтрализации обмывочных, сбросных и сточных вод.

Назначение цеха – обеспечение качества технической воды, исходной воды, забираемой из водостоков, для подготовки растворов и использования их в системе очистки котлов и поверхностей нагрева, для обеспечения очистки сточных вод от взвешенных веществ и качества очистки стоков на выпусках в открытые водяные объекты.

5.Цех автоматики

Цех автоматики – осуществляет автоматический контроль и регистрацию параметров работы основного оборудования. Раньше на НИ ТЭЦ основными приборами контроля являлись потенциометры (с помощью диаграммной бумаги), но сейчас на теплоэлектроцентрали автоматизировано (оцифровано) регулирование всех основных параметров энергетического оборудования основных и вспомогательных технологических процессов и защита оборудования при аварийном отключении. Предусмотрены предупредительная и аварийная сигнализации при нарушении нормальной работы оборудования и хода технологических процессов.

6.Электрический цех

Назначение цеха - обеспечение электроснабжения основных и вспомогательных цехов и распределение электроэнергии между потребителями.

Основная деятельность цеха:

– Капитальный, средний и текущий ремонт турбогенераторов мощностью до 1200 МВт;

– Модернизация, реконструкция и ремонт турбогенераторов с полной или частичной перемоткой обмоток статора и ротора;

– Модернизация и ремонт с полной заменой обмоток статора и ротора гидрогенераторов;

– Тепловые и электрические испытания турбо и гидрогенераторов, синхронных компенсаторов, крупных электрических машин, а также сердечников трансформаторов всех мощностей и напряжений;

– Ремонт масляных и сухих трансформаторов всех типов

– Ремонт электролизерновых установок;

– Ремонт и поставка аккумуляторов кислотных в стационарном исполнении отечественного и импортного производства всех типов напряжением от 12 до 220В;

– Изготовление гильз роторного паза;

– Изготовление сегментов подбандажной изоляции;

– Изготовление токоведущих болтов со стеклянной изоляцией роторов турбогенераторов;

– Изготовление эжекторных клиньев статора;

– Изготовление новых и переизолировка старых контактных колец;

– Изготовление новых и перезаливка старых вкладышей масляных уплотнителей всех типов;

– Изготовление обмоток для сухих и масляных трансформаторов до 80000 кВА и напряжением до 110 кВ включительно;

– Изготовление обмоток ВН для сварочных трансформаторов;

– Изготовление комплектов ярмовой и уравнительной изоляции трансформаторов.

Цех принимает и временно хранит поступающие и отработанные люминесцентные лампы (трубчатые - типа ЛБ и для наружного освещения - типа ДРЛ).

Для водородного охлаждения генераторов в некоторых цехах устанавливают электролизеры.

Периодически цех проводит работы по проверке изоляции кабелей (подземных и наружных), их замене и ремонту.

Образование отходов в цехе обусловлено применением трансформаторных масел, аккумуляторов (с электролитами), люминесцентных ламп и повреждением кабелей. Основными отходами являются: отработанное трансформаторное масло, отработанные аккумуляторы и электролиты, обрезки кабеля, отработанные люминесцентные лампы, отработанные щелочные растворы из электролизеров.

Основной структурной единицей цеха является трансформаторная станция. На подстанции НИ ТЭЦ установлены линейные трансформаторы типа ТД, ТДЦ, ТМП, ТМ и др., а также масляные выключатели марок ВМТ, МГ, ВМП и др. Для заливки трансформаторов и выключателей используют масло марки ГК с присадкой ионола (2,6-дитретичный бутил).

Координация работы энергоблоков и управление оборудованием подстанции и линией электропередачи осуществляются с главного щита управления.

Список использованной литературы

1. Веников В.А., Путятин Е.В. «Введение в специальность»
2. Рыжкин В.Я. « Тепловые электрические станции»
3. Журнал «Ново-Ирктская ТЭЦ».1998г.
4. Интернет ресурс: www.irkutskenergo.ru

Основной задачей турбинного цеха является обеспечение потребителей электрической и тепловой энергией.

В ТЦ установлено следующее оборудование:

Питательные насосы-13 шт производительность 205-250м\3, напор 440-640 м.в.ст

(ПЭ-250-75; 4-Ц-5; ПЭ65-53)

Циркуляционные насосы (Л-32)-6 штук производительность 6 тыс. м3\час напор30м.в.ст

Насосы береговой насосной (Д-3200-75-2)-4 шт., производительность 3420 м3\час напор71 м.в.ст

Конденсаторы турбин-3 шт (25-КЦС)., с расходами сетевой воды по 5500 м3\час

Атмосферные деараторы-12 шт., производительность-200-400 т\час

Бойлера-14 шт (БО-550-3м и БП-500-М)

Сетевые насосы-17 шт(14Д6)., производительность 1250 м3\час, напор 125м. в.ст

Турбогенераторы:

		Э.мощность	Тепловая мощность Г\кал\час	Расход пара на турбину, т\час
(АТ-25-1) Р28,5-29\1,2
(АТ-25-1) Р23,5-29\1,2
(АТ-25-2) Р28,5-29\1,2
(АТ-25-2) Р28,5-29\1,2
(АР-6-11) Р-4-29\9
(АК-100) Р-52-29\2,2

Турбоагрегаты № 1,7,8 модернизированы в 1968-72 годах с увеличением расхода пара и переводом их в режим противодавления. Конденсаторы работают как подогреватели сетевой воды.

Турбоагрегаты № 2,5 модернизированы с переводом в режим противодавления.

Кроме того, за турбинным цехом закреплена береговая насосная на реке Миасс.

Электрический цех.

Выполняет электротехническое обслуживание оборудования станции. В его ведении находятся генераторы турбин, ГЩУ, ОРУ-35, 110 КВТ, РУ-10 КВ, ЗРУ-3КВ, ТП, КЛ, аккумуляторные батарей постоянного тока, электрооборудование ТТЦ, КЦ, ХЦ, механического, ремонтно-строительного участков и электрооборудование объектов, расположенных на территории станции.

Химический цех.

Химический цех ведет организацию и контроль водно-химического режима работы оборудования станции.

В химцехе на химводоочистке (ХВО) осуществляется подготовка питательной воды для котлов. На ХВО вода сначала поступает в общий коллектор, откуда при помощи разделительных задвижек распределяется по группам механических фильтров. В механических фильтрах, загруженных слоем антрацита, вода очищается от механических частиц и поступает далее в коллектор фильтрованной воды. Из коллектора фильтрованной воды вода направляется на обработку в Na-катионовые фильтры 1 ступени, заполненные катионом в Na -форме. После фильтров 1 ступени умягченная вода поступает в фильтры 2 ступени, страхующие от повышения жесткости обработанной воды свыше 10 мкг-экв\дм3. Химочищенная вода после фильтров 2 ступени подкисляется раствором серной кислоты для разложения бикарбонатов и снижения щелочности. Вода, насыщенная углекислотой, поступает в декарбонизатор, где происходит разложение кислоты и выделение двуокиси углерода в воздух. Вода после декарбонизатора собирается в бак химочищенной воды (ХОВ), откуда насосом НХ-1,2 перекачивается через коллектор ХОВ в деаэраторы котлов. В коллектор ХОВ, после насосов НХ, дозируется раствор аммиака, для корректировки pH питательной воды котлов.

Производительность химводоочистки на подпитку энергетических котлов составляет 300т\час, на подпитку тепловых сетей-700т\час.

Химводоочистка оснащена механическими фильтрами, натрийкатионитовыми фильтрами, насосным оборудованием, баковым хозяйством и складскими помещениями.